威荣深层页岩气水平井钻井提速关键技术

睢圣 沈建文 李昱垚 李衡

（中石化西南石油工程有限公司钻井工程研究院 四川德阳 61800）

前言

深层页岩气是指储层埋藏深度为3500～4500m的页岩气。中石化和中石油已在涪陵页岩气田焦石坝、长宁等区块实现了中浅层页岩气的商业化开发，形成了3500m以浅页岩气优快钻井技术。由于深层页岩气的地质特征与中浅层相比差别较大，导致深层页岩气钻井存在机械钻速低、钻井周期长和成本高等技术难点，无法满足经济有效开发要求。四川盆地威荣页岩气田储层埋深3550～3880m，是中石化继涪陵页岩气田后第二个页岩气勘探开发重点区块。我国深层页岩气配套工程技术研究正在探索[1]，该地区页岩气第一轮评价井经过施工后，表现出钻井周期较长、机械钻速低、钻井成本高，且平台间、平台各井间钻井技术指标差别较大。为此，通过分析了威荣深层页岩气田钻井面临的关键技术难点，开展了井身结构优化、井眼轨道优化、“井工厂”丛式井轨迹控制技术、个性化高效PDC钻头优选，形成了适用于威荣深层页岩气水平井钻井提速关键技术，并在现场应用取得良好效果，达到了钻井提速降本的目的，为威荣页岩气田低成本高效开发提供了技术支持[2]。

1 威荣深层页岩气地质特征

（1）地层层序增多、地质条件更加复杂。与中浅层页岩气相比，深层页岩气地层层序增多，且增加的地层为一套海陆交互相沉积的地层，浸泡易水化坍塌，存在漏塌同存的风险。

（2）地层岩石强度高、可钻性差。威荣区块须家河至石牛栏组地层含有影响可钻性和研磨性的石英、方解石、白云石、正长石、黄铁矿等成分。须家河组石英含量达69.49%，龙潭组、栖霞组中的方解石含量分别为87.44%和96.04%，石牛栏组石英和方解石含量分别为9.23%和72.26%。石牛栏组地层可钻性差，可钻性级值达到8。二开钻组须家河组研磨性强的砂层，其硬度达到6级，塑性系数低于2级，可钻性差。

（3）深部地层构造复杂，优质储层预测精度低，实钻结果与设计值偏差大，标志层不清晰，地质预测偏差大。

2 钻井提速关键技术

2.1井身结构优化

根据对威荣地区钻井工程地质环境因素的精细描述，并在满足井筒压力平衡理论下，确定了威荣地区的两个地质必封点，第一封沙溪庙上部，第二封石牛栏组。工程必封点一由封上沙溪庙浅部加深至封沙溪庙组中部，必封点二与地质必封点相同。根据必封点和三压力剖面，新设计了有利于威荣深层页岩气优快钻井的三开井身结构，见表1。

表1 威荣页岩气田水平井井身结构

新设计优化技术思路：导眼段采用Φ609.6mm钻头，下Φ508mm套管深度30m，封遂宁组/沙溪庙组上部地层。一开井段采用Φ406.4mm钻头，下Φ339.7mm表层套管，套管下深由须家河组顶界上提至沙溪庙组中部，将表层套管下深减少了500m左右，减少大尺寸井眼深度，有利于提速降本。二开井段采用Φ311.2mm钻头，下套管Φ244.5mm，套管下深至龙马溪组顶部，二开采用复合钻井方式钻进龙马溪组以上的石牛栏组难钻地层，有利于三开定向速度提高。三开井段采用Φ215.9mm钻头，下套管Φ139.7mm，采用套管射孔完井。从综合成效来看，优化后的井身结构适当减少了大尺寸井眼深度，更有利于提高机械钻速。

2.2 井眼轨道设计优化

针对页岩气水平井空间三维特点，将五段制三维轨道优化为“双二维+小三维”轨道，井眼轨道剖面如图1所示。为适应不同横向偏移距、不同靶前距、不同储层埋深、不同地层厚度的需要，形成了“直+微增+增+稳”、“勺式负位移”等多种针对性的“双二维+小三维”轨道[3]。具有以下优点：在垂直剖面内浅层地层造斜，预增斜处理，增大降斜后直井段与邻井的间距，从而降低相邻井相碰的风险；井眼轨道直接在易钻的龙马溪组地层调整方位增斜，可避免常规三维水平井扭方位的作业，进一步降低轨迹控制难度并且增大水平井与储层的接触面积。利用软件对摩阻扭矩分析表明，与“常规三维”相比，“双二维+小三维”井眼轨道钻进扭矩降低9%、摩阻降低13%。与“双二维”井眼轨道相比，摩阻扭矩基本相当，但总进尺更少。为优快钻完井及后续压裂施工作业创造力有力条件。

图1 三种轨道垂直、水平和立体投影图

2.3 “井工厂”丛式井轨迹控制技术

威荣区块丛式水平井组的防碰技术为：在选择预增斜造斜点时应适当错开造斜点位置；优化钻具组合，二开直井段采用0.75°Φ216mm弯螺杆+Φ308±mm扶正器+MWD的预弯曲动力学防斜打快钻具组合保证直井段打直，通过实时监测井眼轨迹变化，调整井眼轨迹，既能控制井斜，提高机械钻速，15口井直井段井斜角控制在1°范围内。二开增斜段，采用1.25°Φ216mm弯螺杆+290±mm扶正器+MWD扶正器钻具组合，造斜至5～8°，利用钻具组合力学特性，采用复合钻自然增斜，减少滑动钻进尺，提高机械钻速。二开稳斜段，1.25°—Φ216mm弯螺杆+Φ300±mm扶正器。“井工厂”丛式井轨迹控制技术在15口井进行了应用，二开全井段使用4～6趟钻，较前期减少2-3趟钻。

表2 二开定向钻具组合

三开造斜段采用旋转导向钻井技术提高定向效率并准确入靶[4]。旋转导向通过钻柱旋转过程中精准控制、连续定向，可以降低钻井过程中摩阻及扭矩，提高机械钻速，保障轨迹平滑[5]。通过随钻测井数据实时调整钻井参数、修正导向模型，实现井眼轨迹稳定在目标箱体内。应用高造斜率旋转导向系统实现了页岩气水平井三开造斜段“一趟钻”完成，缩短了靶前距，提高钻井效率，使用旋转导向系统造斜段的钻井周期由35天缩短至10天。

在水平段采用国产远端地质导向技术。龙马溪组底部2—31小层储层地质、工程特征最优，为“地质＋工程”双甜点层。水平井轨迹要设计在优质储层的中间基线上，垂直位移为±2 m，水平位移为±20 m。钻前建立好地质模型，利用实钻的上下伽马曲线判断轨迹与地层切割关系，将钻进轨迹控制在设计箱体范围内。精细地层对比是准确预测目的层位置的在入靶前钻进过程中，把随钻检测到的伽马曲线与邻井伽马曲线资料进行实时对比，并结合综合录井、气测录井和元素录井等资料，对层位进行地层对比及划分[6]。利用标志点深度和其间地层厚度变化来预测地层倾向、地层视倾角、预测入靶点垂深[7]。

图2 威荣页岩气水平井靶窗选择

2.4 个性化高效PDC钻头优选

威荣区块通过优选PDC钻头，采用“个性化PDC钻头+高效长寿命螺杆”的复合钻井方式提速，取得显著效果。二开须家河组为砂岩、页岩互层，局部或含少量石英砂岩；雷口坡组以灰岩、白云岩为主；嘉陵江以泥质灰岩、白云质灰岩为主，该段整体可钻性较好。PDC钻头选用5刀翼16mm复合片、大齿间距，提高攻击性，适合强化参数钻进。飞仙关组～茅口组以灰岩、白云岩为主，可钻性较好，但局部含石膏（嘉陵江底部），紫红色泥岩（飞仙关中上部）、铝土质泥岩（龙潭），膏岩和泥岩质纯，塑性强，常规PDC钻头吃入效果差，机械钻速低。通过优化PDC钻头复合片尖齿齿形为宽顶尖齿，提高抗冲击性。茅口、栖霞组岩性以灰岩为主，含黄铁矿、隧石结核，冲击性和研磨性强，PDC易崩片和磨损、导致环磨；梁山组～石牛栏组为灰色泥岩、绿灰色泥岩，质纯，塑性强。选用能量平衡的混合钻头[8]或抗研磨的5刀翼PDC钻头。统计了威荣页岩气工区二开部分钻头应用指标，见表3。初步形成了威荣工区全井段钻头推荐系列，见表4。

表3 威荣页岩气二开钻头应用情况

表4 威荣页岩气全井段钻头推荐系列

3 应用情况

研究的上述深层页岩气钻井提速关键技术，在威荣地区实钻中进行了应用。应用后很好地解决了各种钻井难题，实现了安全、快速钻进。因为减少了井下故障和复杂情况，大大提高了机械钻速，二开井段减少了钻头使用量，取得了很好的经济效益[9]。从2018年1月至2020年5月，威荣地区已完成了15口水平井，平均完钻井深5508m,平均钻井周期83.57天，相比降低20%，平均机械钻速7.09m/h，相比提高了45%。

4 结论与建议

（1）针对深层页岩气钻井技术难点，通过钻井关键技术攻关研究和现场应用，初步形成了适合威荣深层页岩气系列钻井工程关键技术，较好地满足了威荣页岩气田安全优快钻井的需求。

（2）在威荣页岩气田全面推广PDC钻头优选技术，形成全井“高效PDC钻头+螺杆”复合钻井方式，减少单井钻头数量和钻井趟数，提高钻井时效，大大降低了钻井工程成本。

（3）针对优质储层薄，轨迹控制难度大问题，形成了三开造斜段采用旋转导向钻井，水平段采用国产地质导向的轨迹控制技术，实现三开钻井提速，优质储层钻遇率100%。

（4）茅口组-龙马溪组存在高压裂缝气，存在安全钻井液密度窗口窄，建议开展深层页岩气随钻控压排气技术和井控技术研究，形成适用于威荣深层页岩气钻井的技术规范。